Универсальный пакер

Универсальный пакер

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: предлагаемый универсальный пакет предназначен для разобщения пластов, гидроиспытания обсадных колонн в буровой скважине, а также в качестве забойного превентора для постоянного его включения в компановку бурильного инструмента (на 2-3 свечи выше уровня башмака обсадной колонны) в процессе бурения для борьбы с нефтегазопроявлениями и может быть использован как разъединитель для спуска и цементирования с вращением обсадных колонн секциями, а также как труболовка для развинчивания и извлечений обсадных труб из скважины. Сущность изобретения: повышение надежности работы при одновременном расширении функци.ональных возможностей достигается тем, что звенья раздвижных упорных колец завулканизировэны в торцах уплотнительного элемента , установленного на полом стволе между якорной и ограничительной втулками , через фигурную арматуру, причем со стороны торцов каждое звено вдоль вертикального разьема выполнено с V-образными просечками, а якорная втулка закреплена на полом стволе шпоночным соединением . 4 ил. СО С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 В 33/12

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

И

С. (21) 4750431/03 (22) 16.10.89 (46) 23.01.93. Бюл. N 3 (71) Головная военизированная противофонтанная часть Министерства геологии

СССР (72) Г,Я.Сергиенко и Я.П.Станько (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 883331, кл. Е 21 В 33/12, 1979.

Baker Packers Catalog, Wold

Headguaztes, 6023 Navigation Blvd, Houston

Texas 77011, с. 494 †5. (54) ПАКЕР УНИВЕРСАЛ6НЫЙ (57) Использование: предлагаемый универсальный пакет предназначен для разобщения пластов, гидроиспытания обсадных колонн в буровой скважине, а также в качестве забойного превентора для постоянного его включения в компановку бурильного инструмента (на 2 — 3 свечи выше уровня башИзобретение относится к горной промышленности и предназначено для разобщения пластов, гидроиспытания обсадных колонн в буровой скважине, а также в качестве забойного превентора для постоянного его включения в компановку бурильного инструмента (на 2...3 свечи выше уровня башмака обсадной колонны) в процессе бурения с целью борьбы с нефтегазопроявлениями и может быть использовано как разъединитель для спуска и цементирования с вращением обсадных колонн секциями, а также как труболовка для развинчивания и извлечения обсадных труб из скважины.

Цель изобретения — повышение надежности работы при одновременном расширении функциональных возможностей.

„„. Ы„„1789660 А1 мака обсадной колонны) в процессе бурения для борьбы с нефтегазопроявлениями и может быть использован как разъединитель для спуска и цементирования с вращением обсадных колонн секциями, а также как труболовка для развинчивания и извлечения обсадных труб из скважины. Сущность изобретения: повышение надежности работы при одновременном расширении функциональных возможностей достигается тем, что звенья раздвижных упорных колец завулканизированы а торцах уплотнительного элемента, установленного на полом стволе между якорной и ограничительной втулками, через фигурную арматуру, причем со стороны торцов каждое звено вдоль вертикального разъема выполнено с V-образными просечками, а якорная втулка закреплена на полом стволе шпоночным соединением.4 ил.

На фиг. 1 показан в разрезе общий вид пакера без нижнего и верхнего переводников с центраторами, причем, на левой стороне от оси симметрии — в транспортном положении и в составе бурильной компановки, а на правой стороне от оси симметрии — в рабочем положении когда шлипс заякорен в обсадной колонне и сжат уплотнительной элемент. На фиг. 2 общий вид раздвижного в радиальном направлении упорного кольца, состоящего из отдельных звеньев и разновеликой арматурой в них. На фиг. 3 — тоже кольцо на виде сверху. На фиг.

4 отдельное звено раздвижного упорного кольца с арматурой для заделки ее в уплотнительный элемент при вулканизации.

Пакер состоит из одноступенчатого внутри и двухступенчатого снаружи ствола

1789660

1 с замковыми муфтами резьбами под верхний и нижний переводники. На ствол 1 до упора в нижнюю ступень 2 свободно одета ограничительная втулка 3, гладкая коническая поверхность 4 которой повернута вершиной навстречу гладкой конической поверхности 5 якорной втулки 6, между которыми установлен цилиндрический пустотелый уплотнительный элемент 7, в раструбах конических торцов которого завулканйзиройаны за одно целое звенья 8 раздвижнь1х в радиальном направлении упорных колец 9 через разновеликую по длине фигурную арматуру 10, Второй торец якорной втулки 6 выполнен пирамидальным со шлицевым Т-образными пазами 11 под якорные шлипсы 12. Якорная втулка 6 посажена на ствол 1 по скользящей шпанке 13.

Шлипсы 12 соединены через радиальные пазы и пальцы 14 либо через Т-образные пазы с гидроцилиндром 15, подпружиненным относительно верхнего выступа 16 на стволе 1 возвратной пружины 17, которая удерживает шлипсы 12 в исходном и транспортном положении либо возвращает их из рабочего в исходное положение. Гидроцилиндр 1 уплотнен уплотнителями 18, 19 благодаря чему получены герметичная камера

20 между выступом 16, стволом 1, торцевой частью цилиндра 15 со стороны плашек 12 и сообщена через нормально закрытое седлом обратного клапана 21 отверстие 22 с полостью 23 ствола 1, Пружина 17 поднята к выступу 16 регулировочной гайкой 24 по резьбовой нарезке 25 гидроцилиндра 15. А последний имеет радиальное отверстие 26 в районе 17 для сообщения с межтрубным пространством 27. В комплект пакера входит вбрасываемый штуцер или шар 28 посадки их в седло клапана 21 на случай, когда необходимо открыть отверстия 22 потоком флюида снизу, а промывочной жидкостью сверху ствола 1. При этом заштифтованный клапан перемещается вниз до упора во внутренний выступ 29 ствола 1, Упорные раздвижные кольца 9, см. фиг, 3, фиг, 4, выполнены в виде короткого цилиндра 30 (наружный диаметр которого равен внутреннему диаметру обсадных труб) с двумя внутренними раструбами 31, 32 (конусами), соприкасающимися по линии разъема фасонных выступов 33 отдельных звеньев 8, составляющих кольцо 9. Раструбы 32,31 от торца кольца 9 до фасонного замкового выступа 33 вдоль вертикальной линии разъема звеньев выполнены с V-образными просечками 34; которые необходимы для улучшения условий выхода резиновой массы от замкового выступа 33 после снятия нагрузки с пакера и для облегчения обратного вы5

40 давливания кусочков породы, попавших в разъем. При установке пакера звеньев 8 расходятся друг от друга в радиальном направлении и резина уплотнителя 7 проникает в вертикальный разъем 34 между звеньями до упора в замковый выступ 33, конус 5 и уплотняемую колонну или секцию

35. Выполнение этого разъема V-образным вместо линейного предотвратит закусывание в нем уплотнителя 7, улучшает условия возврата колец 9 с рабочего в транспортное положение за счет исключения расклинки породы в V-образном разъеме. Все тупи перетекания резиновой массы уплотнителя 7 надежно перекрыты разъемами 33, цилиндрической поверхностью 30, колонной 35 и конусами 5,4, Наличие большого числа звеньев 8 в отличие от однозвенных с одним разрезом колец в прототипе, — позволяет получить плотное прилегание колец к внутреннему диаметру обсадной трубы 34 или скважины, что исключит перетекание пакерной резины при больших перепадах давлений. Вулканизация в одно целое уплотнителя 7 звеньев 8 колец 9 через разновеликую по длине фигурную арматуру 10 позволяет получить уплотнитель надежно переводимый из транспортного в рабочее и обратное положение без осложнений, потери звеньев 8 и колец 9. Этой же цели служит предохранительная конусная поверхность

36, выполненная на торце кольца 9 со стороны конусов 4, 5, исключающая задиры, заклинку и выворачивание из уплотнителя звеньев 8, Шлипсы 12 на своей тыльной стороне непосредственно имеют предохранительный конический скос 37, взаимодействующий с ответным конусом 38 колонной головки 39 секции обсадных труб 35 в случае, когда при спуске секции с помощью данного универсального пакера произойдет частичная посадка, разгрузка секции в скважине. Наличие указанных скосов позволит исключить полет секции после устранения посадки путем частичного расхаживания вращения секции при натяжении инструмента вверх.

Возможность вращения обеспечивается наличием шпонки 13, передающей крутящий момент от инструмента, ствола, через якорную втулку 6 плашку 12 до колонны или секции 35.

Наличие шпонки 13 позволяеттакже работать данным пакером как труболовкой для обсадных труб, для их развинчивания и извлечения из скважины (при левой резьбе в инструменте).

Верхний и нижний переводники соедикения по резьбовым замкам со стволом 1 (на

1789660 чертеже не изображены). На переводниках расположены центраторы пакера в обсадной колонне 35, установленные с возможностью свободного проворота вокруг главной оси симметрии пакера, что уменьшает износ колонны 35 при вращении пакера совместно с бурильными трубами. Кроме того верхний переводник снабжен радиальными отверстиями для промывки затрубного пространства и нормально перекрытых гильзой с посадочным гнездом под штуцер или шар.

Промывку осуществляют после спуска и цементирования нижней секции 35, либо после ловильных работ, либо в иных случаях когда произошел прихват инструмента.

Работа пакера заключается в следующем: При использовании пакера в режиме забойного превентора работают с ним следующим образом; пакер через верхний и нижний переводники с центраторами включает в компановку бурильного инструмента в положении, изображенном на фиг. 1, см, его часть до оси симметрии. Место установки пакера в бурильном инструменте определяют для каждой скважины и интервала бурения индивидуально на основании данных о каверзности ствола. При отсутствии некавернозных стенок скважины на данном интервале бурения, пакер включает в компановку инструмента на верхних интервалах, где есть некавернозный ствол, либо на

2...3 свечи выше башмака предыдущей обсадной колонны и работают данной компановкой либо с применением забойных двигателей, либо ротором. Зазоры 27 между пакером и в транспортном положении и стенкой скважины либо колонной 35 достаточны для выноса шлама и прохождения участков кривизны. На величину осевой либо крутящей нагрузки инструмента конструкция данного пакера не сказывается. При работе ротором инструмент вращается в центраторах верхнего и нижнего переводников, чем предохраняется взаимный интенсивный износ обсадных труб и пакера.

При нефтегазопроявлении — отключают буровые насосы, при этом потоком флюида из продуктивного пласта закрывается заштифтованный в стволе 1 обратный клапан 21 и перемещается вверх до упора в верхний переводник, см. положение клапана на фиг. 1 в правой части рисунка от оси симметрии, При этом, через отверстие 22 сообщается полость 23 ствола 1 с камерой 20 цилиндра

15 на перемещение и заклинку шлипсов 12.

При работе с данным пакером без тарелки обратного клапана, а только с седлом или вместо него с заштифтованной гильзой, последнюю перемещают вниз при необходимости вбрасыванием с устья штуцером или

55 шаром 28, имея ввиду, что в инструменте на устье установлен шаровой кран, либо цементировочная головка.

Включают промывку буровыми насосами, при этом промывочная жидкость проходит через отверстие 22 в камеру 20 и перемещает цилиндр 15 и связанные с ним шлипсы 12 по Т-образным пазам 11 якорной втулки 6 и предварительно расклинивает их между колонной 35 или стенкой скважины, якорной втулкой 6 и стволом 1, При этом, пружина 17 частично сжимается между выступом 16 и гайкой 24, Затем, натяжкой инструмента перемещают вверх ограничительную втулку 3, якорную втулку

6, между которыми и колонной 35 происходит сжатие уплотнителя 7, выдавливание последним в кольцевое пространство упорных раздвижных колец 9 и окончательная расклинка шлипса 12 между колонной 35 якорной втулкой 6 и стволом 1, при этом, втулка 6 перемещалась вдоль шпонки 13.

Упорные раздвижные кольца 9 в состав своих звеньев 8, двигаясь по конусам 4, 5 раздвигаются в радиальном направлении, входят своей поверхностью 30 в кольцевой контакт с трубой 35, плотно прижимаются по конусам 4, 5 и по замковым фасонным выступам 33, чем обеспечивается надежный заслон от выдавливания уплотнителя 7 в кольцевое пространство. Благодаря тому, что каждое звено 8 колец 9 завулканизировано в уплотнителе 7 через разновеликую по длине фигурную арматуру 10, — все звенья 8 перемещаются синхронно за счет упругих сил уплотнителя 7 и благодаря указанной связи колец 8 с уплотнителем, — происходит синхронный возврат колец 9 вместе с уплотнителем 7 при снятии нагрузки с уплотнителя. Обеспечив надежное перекрытие затрубного пространства данным превентором и имея закрытый обратным клапаном или шаровым краном центральный ствол инструмента — приступают к заготовке утяжеленного раствора и задавке пласта по известной технологии. Благодаря своевременному перекрытию скважины на забое, исключается выброс бурового раствора из инструмента и скважины, исключается работа скважины через выкидные линии, чем предотвращается абразивный размыв и разгерметизация устьевого оборудования и чем предотвращается в конечном итоге— фонтан. Перевод указанного пакера (забойного превентора) из рабочего в транспортное положение после задавки фонтана осуществляют в обратном порядке, разгружают инструмент от натяжения распакеровки, а если это не удается вследствие того, что произошел прихват инструмента 1789660 за время работы забойного превентора, то вбрасывают с устья шар или штуцер соответствующего диаметра и под давлением перемещают гильзу, закрывающую промывочные окна в верхнем переводнике. Осуществляют промывку инструмента и затрубья через эти окна и разгружают инструмент, При перемещении ствола 1 вниз, снимается усилие пакеровки с уплотнителя

7, между втулками 3 и 6 увеличивается рас- 10 стояние, уплотнитель 7 за счет упругих сил занимает исходное транспортное положение, увлекая за собой звенья 8 колец 9 через арматуру 10, Наличие на кольцах 9 V-образных просечек 34 исключает возможность защемления резины уплотнителя 7 в вертикальном разъеме звеньев 8 и обеспечивает ее свободное вытекание из этой зоны в сторону основной резиновой массы уплотнителя 7 и исключает заклинку кусочков породы, а воздействие стенок обсадной колонны 35 или открытого ствола скважины на предохранительные конусные поверхности 36, исключает задиры о скважину, расклинку и выворачивание звеньев 8 в уплотнителе 7 и способствует возврату колец 9 при перемещении ствола 1 вниз или вверх, После снятия нагрузки с пакера пружина 17 возвращает цилиндр 15 и плашки

12 в. исходное транспортное положение и пакер извлекают из скважины для установки клапана 21 на свое место и заштифтовки, после чего опять включают в компановку бурильного инструмента. При использовании данного пакера в режиме разобщения пластов их собирают в компановку в составе устройств испытания пластов, но без тарелки клапанов 21, а только с седлами или гильзами и перекрывающими отверстиями 22.

При этом гильза 21 верхнего пакера по диаметру больше гильзы 21 нижнего пакера для вбрасываемого шара или штуцера к нижнему пакеру, В остальном, работают с данными пакерами аналогично описанному выше при работе с пакером в режиме забойного превентора, При работе с пакером в режиме разъединителя для спуска и цементирования секции обсадных труб с вращением выполняют следующее: пакер в транспортном положении, см. фиг. 1 (левая часть до оси симметрии, но без клапана 21 и его седла или иной гильзы) вводит в секцию обсадных труб 35, удерживаемых на роторе, так чтобы предохранительный скос 37 плашек 12 стал, примерно, на одном уровне с конусом 38 колонной головки. Затем, при включении промывки на перемещение цилиндра 15 и плашек 12 для заклинки последних между секцией 35 и втулкой 6 производят одновременно натяжку инструмента со стволом 1

55 вверх с тем, чтобы предохранительные скосы 37 плашки 12 оказались непосредственно под конусом 38 раструбка 39 колонной головки, т.е. чтобы при возможной дальнейшей посадке секции при спуске и возможном проскальзывании, при этом, lllRMflcoB относительно секции 35 — произошла заклинка пакера в конусе 38 колонной головки, чем и предохранится полет колонны. B дальнейшем, производят отрыв секции 35 от ротора, при этом секция 35 окончательно самозаклинивается шлипсами 12, убирают элеватор и производят спуск секции на забой или заданный интервал. Удерживая секцию 35 на весу и вращая ее вправо ротором, производят закачку тампонажной смеси через инструмент в пространство между обсадной секцией и стенкой скважины. После получения "Стоп" в конце закачки, — сбрасывают давление, при этом в секции 35 закрывается обратный клапан, предотвращающий обратное перетекание цементной смеси из затрубья, а с устья вбрасывают в инструмент шар для посадки его под собственным весом в гнездо втулки в верхнем переводнике пакера — разъединителя. Включением промывки срезают предохранительные штифты этой втулки, и через открывшиеся промывочные отверстия в верхнем переводнике разъединителя, находящиеся непосредственно над раствором колонной головки 39, — производят смыв через затрубье излишков тампонажной смеси выше секции 35. При этом, секция 35 по технологическим соображениям может оставаться либо подвешенной к инструменту через разъединитель до полного охватывания камня, либо быть опущенной до упора в забой. Освобождают разъединитель от секции в обратном порядке: инструмент разгружают от веса секции 35, при этом уплотнитель 7 с кольцами 9 занимает исходное транспортное положение, пружина 17 вращает цилиндр 15 и плашки 12 в верхнее положение и извлекает разъединитель наверх, При работе с пакером в режиме труболовки — пакер спускают в скважину без обратного клапана 21, но с седлом или гильзой, прерывающей отверстия 22, причем, гильза имеет проходное отверстие обеспечивающее перепад давления, достаточное для срезки штифтов гильзы и преодоления усилия пружины 17 с целью перемещения цилиндра 15 и необходимости предотвратительной заклинки между колонной 35, втулкой 6 и стволом 1, либо при том же диаметре седла или гильзы пользуются вбрасываемым шаром 28 для той же цели, Нижний переводник может быть дополнительно снабжен ловителем для попадания инстру10

1789660

35 мента в извлекаемую трубу. Спустив пакер труболовку в извлекаемую трубу или колонну, включают промывку благодаря чему перемещается цилиндр 15 и плашки 12 вниз и заклиниваются втрубе, — производят натяжку инструмента вверх, что приводит к окончательной заклинке шлипсов а затем по потребности, либо поднимает колонну 35 целиком, либо вращением инструмента влево, при левой резьбе в инструменте, развинчивают колонну по отдельным частям и извлекают их. Благодаря наличию шпонки

13, надежной расклинки шлипсов 12 при натяжке и надежной пакеровке уплотнителя

7, защищенном от вытекания резины кольцами 9 — операции по развинчиванию с сопутствующей промывкой будут выполнены с большим успехом, нежели обычной труболовки для обсадных труб. Работу с пакером в режиме опрессовочной головки для гидроиспытания обсадных труб в скважине выполняют следующим образом: Пакер включают в компановку инструмента в положении обратном, избранному на фиг. 1, см, его левую часть до симметрии, т.е, в исходном транспортном положении, но нижней замковой резьбой с центрирующим переводником, — вверх. Это необходимо для того, чтобы разгрузить инструмент от опрессовочного растягивающего усилия и передачи этого усилия через якорь (плаши и втулки 6) на стенки обсадной колонны, поскольку при давлениях в 50,.70 МПа прочноФормула изобретения

Универсальный пакер, включающий полый ствол, шлипсы с гидроприводным узлом и узлом управления, установленным в верхней части полости ствола, якорную и ограничительную втулки с конусными поверхностями, обращенными друг к другу, уплотнительный элемент, размещенный между последними, а раздвижные в радиальном направлении упорные кольца в виде последовательно взаимосвязанных звень5

30 сть инструмента на разрыв и при больших сечениях обсадных колонн — не обеспечивается, Спустив пакер — опрессовочную головку на задний интервал, включает промывку. При этом, срезаются предохранительные штифты клапана 21, открываются окна 22 и происходит выдвижение и заклинка шлипса 12. Посадкой инструмента сжимают уплотнитель 7 и окончательно расклинивают шлипсы 12 в колонне. Закрыв превентор на устье подают выкидную линию в обсадную колонну испытательную жидкость, создавая необходимое испытательное давление, закрывают задвижку в испытательной линии и по величине возможного падения давления в скважине судят о герметизации обсадной колонны. По отсутствию перетока жидкости из труб инструмента судят о надежности установки пакера. Если переток обнаружится, необходимо перепакероваться выше или ниже места предыдущей установки пакера, Таким образом, использование данного универсального пакера для разобщения пластов, гидроиспытания обсадных труб, в качестве разъединителя„труболовки и забойного превентора, обеспечивающего надежное проведение указанных работ и оснащение указанными пакерами каждой буровой под соответствующие диаметры бурильных насосно-компрессорных и обсадных труб — даст существенный экономический эффект. ев, установленных на торцах уплотнительного элемента, отл и ч а ю щи и с я тем, что, с целью повышения надежности работы при одновременном расширении функциональных возможностей, звенья раздвижных упорных колец завулканизированы в торцах уплотнительного элемента через фигурную арматуру, причем со стороны торцов каждое звено вдоль вертикального разъема выполнено с V-образными просечками, а якорная втулка закреплена на полом стволе шпоночным соединением.

1789660

Я л

3?

Редактор Т. Шагова

Заказ 334 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

17

28

2У гг

2/

Составитель А, Абашин

Техред М,Моргентал Корректор М. Шароши

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101